辽河油田超稠油水热裂解采油现场试验

大庆石油学院学报

第!"卷第#期!$$!年%月&’()*+,’-.+/0*1234)’,3(50*6404(43789:!"!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!

*8:#6;<=:!$$!收稿日期：!$$!>$?>!!；

审稿人：贾振岐基金项目：黑龙江省自然科学基金资助项目（/$$@$#A ）

作者简介：刘永建（B%AA >），男，教授，博士生导师，主要从事采油采气化学理论与工程方面的研究:

辽河油田超稠油水热裂解采油现场试验

刘永建，钟立国，范洪富，赵晓非，胡绍彬

（大庆石油学院石油工程学院，黑龙江安达

BAB?$$）摘要：在辽河油田杜C?块油藏开展了水热裂解采油技术应用现场试验:在蒸汽吞吐条件下

（B"$>!?$D ），采用段塞式注入方式，加入催化剂及助剂体系，使超稠油就地发生水热裂解:经水热裂解采出的稠油品位得到明显改善：原油的

总碳数和芳香碳数明显减少，芳香环和环烷烃的环数也明显降低，周期初始稠油降粘率为C$E 以上，且在#$F 内保持降

粘率大于A$E :C 口试验井累计增油A %##:%=，平均单井增油G?$=:试验结果表明：应用水热裂解采油技术开采辽河超稠

油，不仅在技术上可行，且具有明显的经济效益:

关键词：催化剂；水热裂解；超稠油；现场试验；辽河油田

中图分类号：43"!?:?43#?A

文献标识码：+文章编号：B$$$>BC%B （!$$!）$#>$$%%>$#$引言

超稠油在辽河油田中占很大比例:为了保持油田稳产，目前已经有一批超稠油区块（如杜C?块等）相继投入开发:超稠油的粘度高、组成复杂，应用蒸汽吞吐等常规技术开采难度大、成本高，为此，笔者研究并开发了水热裂解开采稠油新技术:该技术的特点是：在注蒸汽过程中，加入适当的催化剂，降低油水反应活化能，在常规注蒸汽的较低油层温度下，实现稠油井下发生一定程度的水热裂解，就地改变稠油组分

的结构（或降低相对分子质量），不可逆地降低其粘度，提高产出油品位，实现低成本、高效开采稠油［B ］:文

中报道了应用水热裂解采油技术在辽河油田杜C?块馆陶组C 口井进行的现场试验:

B 水热裂解采油技术原理

在注蒸汽的条件下，稠油与水蒸气之间不仅存在物理作用，同时还发生化学反应，即发生水热裂解反应:在B"$H !?$D 条件下，加入所研制的催化剂会使含硫及低硫的辽河稠油的水热裂解反应加剧（或加速），抑制聚合、促进裂解，稠油中的有机硫化物@—6键发生断裂，从而使沥青质的含量降低、稠油的相对分子质量减小，导致稠油粘度的降低:水热裂解中生成的硫醇会进一步二次水解，释放出I !6:另外产物中的烯醇会转变为醛，而醛可很容易地分解产生@’，@’与水在催化剂的作用下会进行水煤气转换反应（J16)）:这样便可在所处的温度下高效地产生氢气，

使得加氢脱硫反应得以顺利进行:因此，在蒸汽吞吐时，由于水热裂解反应，稠油中的沥青质就得到部分的改质，表现为产出稠油的相对分子质量降低、粘度

减小以及硫含量降低［!］:

经过水热裂解后，一方面就地降低稠油中沥青质和胶质的含量，使地下稠油得到了改质；另一方面，产生的轻组分对重质组分有溶解和混相作用，产生的@’，@’!和@I ?等气体对提高稠油收率有利:所以，稠油水热裂解开采技术在不改变常规蒸汽吞吐工艺的条件下，可达到既降粘又增产的效果:

?%%?万方数据

水热-固相热解法制备不同形貌的

V o l.24高等学校化学学报　N o.12　2003年12月 CH E M I CAL JOU RNAL O F CH I N ESE UN I V ERS IT IES 2151～2154　 水热-固相热解法制备不同形貌的 四氧化三钴纳米微粉 张卫民,孙思修,俞海云,宋新宇 (山东大学化学与化工学院,济南250100) 摘要　以氨水和氢氧化钾水溶液为沉淀剂,利用沉淀2固相热解法和中压水热2固相热解法,制备了不同形貌 的Co3O4纳米微粉.在水热条件下,得到了立方和六角片状的Co3O4微粉,采用XRD和T E M等手段跟踪反 应过程并表征产物,在此水热反应体系中影响产物Co3O4形貌的主要因素是pH值和NO-3. 关键词　水热合成;四氧化三钴;纳米材料 中图分类号　O614 文献标识码　A 文章编号　025120790(2003)1222151204 粒子的超细化赋予材料许多新的特性和功能,这已引起材料学家和化学家的普遍关注.制备超细Co3O4粉末的化学方法概括起来主要有:固态盐热解法[1～3]、溶胶2凝胶法[4]以及喷雾热解法[5].近来发展的水热合成法是材料制备和研究的湿化学方法,已在单晶、薄膜以及粉体制备等领域得到了广泛的应用.水热合成法具有反应条件温和、所得产物纯度高、晶粒发育完整、粒径小且分布均匀、无团聚、分散性好、形状可控且不需煅烧处理等优点[6],已成功用于制备新型金属配合物[7]、无机微孔材料、快离子导体[8]、荧光体[9]及其它功能氧化物[10]和复合氧化物粉末[11]等. 由于形貌可以影响材料的某些物理性质,使用不同形貌的材料作为添加剂时,添加物性能不同,可使复合材料表现出不同的性能.本文将水热合成和固相热解法相互结合,探讨水热体系的pH值和阴离子对产物颗粒形貌的影响,探索合成不同形貌Co3O4超细微粉的适宜反应条件. 1　实验部分 1.1　试剂与仪器 硝酸钴[Co(NO3)2?6H2O,A.R.级],氨水(N H3?H2O,A.R.级),氢氧化钾(KOH,A.R.级),去离子水. 自制高压釜(不锈钢外套,聚四氟乙烯内衬,容积50mL),上海实验电炉厂管式电阻炉,日本理学D m ax2ΧA型旋转阳极X射线粉末衍射仪(Cu KΑ射线,Κ=0.15418nm,石墨单色器,管压40 kV,管流50mA,步宽0.02°,扫描范围10°～70°),日本电子公司JE M2100CX II透射电子显微镜. 1.2　样品的合成 1.2.1　沉淀2固相热解法制备纳米Co3O4粉体　以氨水和 或氢氧化钾溶液为沉淀剂,与硝酸钴溶液反应制备前驱体,采用沉淀2固相热解法制备Co3O4纳米粉体.具体操作:在剧烈搅拌下,将氨水和 或氢氧化钾溶液加入到饱和硝酸钴溶液中,调节体系pH值在6～9范围内.继续搅拌2h,抽滤,洗涤,将得到的固体烘干,在空气中于300℃焙烧6h. 1.2.2　水热2固相热解法制备不同形貌的Co3O4粉体　在剧烈搅拌下,向一定浓度的硝酸钴溶液中加入适量氨水,调节体系pH在6～9范围内.将得到的混合物移入自制高压釜中,装填度75%,在设定温度180℃下(计算压力约为12×105Pa)保温一定时间.自然冷却至室温,取出物料,抽滤,洗涤,烘干后进一步焙烧或表征. 收稿日期:2002212212. 联系人简介:孙思修(1945年出生),男,教授,博士生导师,从事溶剂萃取和无机材料化学研究.E2m ail:ssx@https://www.sodocs.net/doc/d611942851.html,

我国稠油资源分布

我国稠油资源分布文档编制序号：[KKIDT-LLE0828-LLETD298-POI08]

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金

稠油开采技术的最新研究进展

《稠油开采技术的最新研究进展》 油工（2）2001 喻天龙 201013074 近年来，随着塔河油田开发规模的不断扩大，稠油开发的难度越来越高。其中，塔河12区超稠油井越来越多，超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫，但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析，其主要原因是12区原油粘度高，在油藏条件下具有较好的流动性。但是，在进入井筒后的垂直流动过程中，随着井筒温度的降低，原油粘度逐步增大，流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题，该厂充分发挥地质技术人员攻关优势，紧跟开采开发形势，瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题，展开大胆探索和技术攻关，初步获得了突破性进展。 第一，根据油田快速上产发展要求，不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来，先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺，配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺，试验取得较好效果。目前，已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。 第二，进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来，筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较，化学降粘剂的应用效果得到很大提高，极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题，保证了新区稠油井正常投产需要。 第三，加大了中质油混配密度。目前，混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时，加大掺稀生产井优化力度，分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标，还采用低压自喷井提前转抽，提高混配效果等一系列措施，今年上半年，共计节约稀油11万余吨。 1、稠油油田开采历程及开采现状 欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口，

我国稠油资源分布

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为7.01×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田

塔河油田累计探明油气地质储量7.8亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度 2 698 mPa·s。 河南油田

稠油资源分布

稠油资源分布 Document number【AA80KGB-AA98YT-AAT8CB-2A6UT-A18GG】

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m 的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度2 698 mPa·s。 河南油田 已累计找到14个油田，探明石油亿吨及平方公里。

248-257辽河油田稠油热采井钻完井技术

辽河油田稠油热采井钻完井技术 辽河石油勘探局工程技术研究院 摘要：稠油热采井钻完井是稠油开采技术中的一个重要问题，钻井所面临的主要问题是低压钻井问题。而热采井中最大的问题是完井中的套管先期损坏问题，通过对套管损坏井的调查与分析，提出了稠油热采井套管损坏的主要原因，并对此进行了系统研究。提出了热采井套管设计技术、套管选择技术和降低套管热应力技术、提高固井质量技术、油井开采防砂技术等稠油热采井延长寿命的系列完井技术，通过这些技术的应用保证了稠油藏的顺利开发。 关键词：稠油井热采、套管损坏、热采井完井、热采井套管选择、套管设计、防砂、降低热应力。 1．辽河油田稠油开发概述 辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油的总产量占油田原油总产量的70%，稠油开采以热力采油为主，因此辽河油田的发展史可以说是一部稠油发展史。 到目前为止辽河油田共探明稠油油藏面积200.5km2,共探明地质储量10.2237×108t，动用探明油藏面积128.4 km2,动用地质储量7.6208×108t，共生产稠油1.0371×108t。 辽河油田探明稠油分布图如下图所示

辽河油田稠油油藏具有以下特点： 探明地质储量102237×104t中的油藏深度情况如下： 动用地质储量7.6208×108t中的油藏深度情况如下： 辽河油田探明地质储量中的油品性质如下所示： 辽河油田于1978年发现了高升稠油藏，这是辽河油田发现稠油油油田的开始，以后随着勘探工作的不断进展又发现了大量的稠油油藏。辽河油田于1982年首次在高升油田进行了稠油热采实验并取得了巨大的成功。辽河油田从此走上了稠油热采的快车道，稠油开发得到了高速发展。由于稠油油田进行热力开采的特殊性也为辽河油田的稠生产带来了全新的技术观念和技术进步。 2．稠油油藏钻井技术 稠油油田的钻井工艺与普通井的钻井并没有多少特殊性，但随着油田开发时间的延长，稠油地下压力下降很快，这为钻井的正常进行带来了新的挑战。为了解决稠油井的钻井问题进行了系列研究并取得了大量的研究成果。 2.1热采稠油井井身结构设计 开始进行稠油开采实验时采用的是普通稀油油井身结构设计。即表层套管加油层套管固井完成油井。结果发现注蒸汽时套管带着井口上长，有的甚至达到了近两米高，现场工人操作非常困难。随着油井的生产，井口的采油树又逐步下降回到原来的高度。随着油井的生产发现热采油井大量出砂，套管大量先期损坏。研究后决定应用如下井身结构标准： a．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻穿目的层至完钻井深下入177.8mm套管固井完成。 固井水泥浆返到井口。 b．表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻达目的层以上3－5m完钻后下入177.8mm套管固井

稠油开采新工艺

稠油开采新工艺 稠油是世界经济发展的重要来源，稠油油藏的研究和开发技术已日趋成熟，并形成相当大的开采规模。自今年初以来，胜利油田有限公司，在稠油产量占有较大比例的孤岛，孤东，滨难，河口等采油厂，针对自己所管辖经营的稠油油藏的特征和“症结”，采用多种新工艺，新技术配套使用，不断强化稠油开发和技术创新力度，有效地提高了稠油油藏的开发水平，取得了明显的经济效益和技术效果。 孤岛采油常针对所管辖的孤岛油田稠油热采产量已占全年原油生产量的 1/6，开发难度大等实际情况，对该油田的中二北NG5和中二南NG6两个稠油热采老区进行可整体调整，在加密调整方案的编制过程中，地质科技人员充分运用了钻井、测井、测试及油井生产资料，进行了精细油藏描述，建立了底层，构造，储层，流体等模型，摸清了剩余油的分布规律；运用数值模拟技术对加密井点进行可行性分析，编制出了切实可行的热采调整方案，目前，这两个区块已完钻新井15口。其中，中二北NG5热采区的中25-532井，投产后喜获日产320吨的高产油流；中二南NG6调整区的中24-605井也获得了日产21吨的工业油流。 同时，他们对中二北热采单元的蒸汽吞吐开采规律也进行了充分研究，该单元由于底水的进入，导致油井含水大幅度上升、高含水井数的逐年增加，油层水淹严重，造成平面上采出程度差异大，剩余由高度分散，挖潜措施针对性变差。该厂通过对边底水浸入影响分析及泡沫剂的静，动态评价，灵敏性分析及其躯替实验，认为氮气泡沫对治理边底水有较好效果。自2002年初开始，他们运用井下自生气一泡沫辅助注蒸汽技术，在130度下注入引发剂，产生二氧化氮和二氧化碳，达到调整吸气剖面，提高驱有效率的目的，迄今为止，用来试验的3口井，平均日产油量已由3.8吨上升到6.5吨,平均单井日增油2.7吨,累计增油893.6吨,其中GD15*522井日产油量由4.3吨上升到目前的11吨。 孤东采油厂稠油热采稳中有升。为了加快孤东油田的稠油开发，该厂采取地质、作业、注汽、采油、工艺“五位一体”联作制，狠抓注汽质量，取得明显效益。质量监控是注汽的关键，他们对每口注汽井都要做好注汽前、中、后的跟踪工作，注汽前，做好注汽井的经济评价，制定注入方案，加强作业管理监控；注

稠油资源分布

稠油资源分布 Prepared on 22 November 2020

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。

稠油水热裂解

注入蒸汽通过水热裂解就地提高重质油品质 S.Jiang and X.Liu，辽河油田，Y.Liu ，SPE，L.Zhong，大庆石油学院 摘要：本文主要介绍通过化学添加物来提升重质油品质的水热裂解技术。实验室实验在注入蒸汽的条件下进行，以研究金属物种的催化作用、催化剂的协同作用以及供氢体对辽河和胜利重质稠油水热裂解的影响。得到的实验结果是重质油的粘度显著下降，胶质和沥青质的含量显著降低，品质明显提高。水热裂解的机理将会继续被讨论。另外，在对辽河油田进行现场实验，结论将会在结尾被提出。 前言：石油作为一种非可再生性化石能源，是世界上最重要的能源和物质。然而，在工业国石油危机即将到来。甚至向中国一样的发展中国家，由于石油日常产量的降低和需求量的增加，也将面对石油危机。因此，提高重质油的产量非常重要。 与此同时，由于重质油中特殊的分子结构以及像胶质和沥青质一样的重质组分的含量高，重质油很难开采和输送。大多数的重质油开采是通过热回收技术进行的，例如注入蒸汽，热量可以暂时的就地降低重质油的粘度。另外一种技术是在乳化的辅助热量作用下进行生产。然而这对重质油的分子结构和组成并没有根本的改变。 在本论文中介绍了水热裂解技术在水蒸气和加热的条件下，通过添加催化剂和其他的添加物能够就地提高重质油的品质。该技术能使重质成分减少，分子结构发生改变，粘度降低。水热裂解技术是一种应用于重质油开采中的催化减粘裂化过程，它能够提高注入蒸汽和加热条件下重质油的开采率[1-3]。 实际上，实验室实验和现场试验都表明，石油开采在注入蒸汽和加热的条件下，水热裂解反应是指重质油和水之间的化学反应。这种反应能是重质油化学降黏[4、5]。Hyne，Clark等[3-6]在最近的三十年里研究了在注入蒸汽的条件下重质油的水热裂解。结果表明，粘度显著降低，胶质和沥青质的含量显著下降，饱和烃和芳香烃的含量显著增加，能够产生很多气体如碳氧化合物、碳氢化合物、甲烷，等等。很多过渡金属被作为加速水热裂解反应的催化剂而介绍。刘、范等[7-11]报告了辽河重质油水热裂解的结果。结果表明，通过水热裂解重质油中发生了有竞争性的化学转变，这些转变使重质油的粘度向相反的方向改变。在水热裂解反应中，反应碎片通过活性结构如C-S键的断裂产生。

辽河油田稠油开发技术特色

辽河油田稠油开发特色技术 辽河油田位于美丽的渤海之滨、素有“湿地之都”之称的辽宁盘锦。这里有瑰丽似火的红海滩，高贵轻盈的丹顶鹤，苇浪连天的大苇田，玲珑剔透的盘锦大米，自然环境独特，四季分明，风景如画。作为一个油田的孩子，从小在父辈的耳濡目染之下，对石油有着深厚的感情，一直梦想着将来有一天也能像父辈们一样，为了祖国的石油事业奉献自己的青春，所以紧张的学习之余，对辽河油田的勘探开发知识进行了一些学习和认识。 1955年，辽河盆地开始进行地质普查，1964年钻成第一口探井，1966年钻探的辽6井获工业油气流，1967年3月大庆派来一支队伍进行勘探开发，称“大庆六七三厂”，正式拉开了辽河油田勘探开发的大幕。今年是辽河油田开发建设45周年，辽河油田45年的历史，是一部石油勘探开发史，也是一部石油科技的进步史。经过45年的勘探开发历程，辽河油田逐渐形成了具有辽河特色的勘探开发技术。 辽河盆地是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即含油层系多、断块断裂多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。从太古界到新生界共发育14套含油层系；仅盆地陆上就发育2-4级断层300余条，四级断块450多个；储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有发育。 辽河油田1986年原油产量达到千万吨，截至2014年底已经在千万吨以上稳产29年。辽河油田是国内最大的稠油生产基地，探明稠油地质储量与稠油年产量所占比重较大。全国22.9亿吨的稠油探明储量，辽河油田占了10.86亿吨，占到了47.5%。平面上主要分布在辽河断馅西部凹陷西斜坡、东部陡坡带和中央隆起南部倾末带。 稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。

稠油的水热裂解反应及其降粘机理_刘永建

大庆石油学院学报第26卷　第3期　2002年9月JOURNA L OF DAQI NG PETRO LE UM I NSTIT UTE V ol.26 N o.3 Sept.　2002 稠油的水热裂解反应及其降粘机理 刘永建1,钟立国1,范洪富1,刘喜林2 (11大庆石油学院石油工程学院,黑龙江安达　151400;　21中国石油天然气集团公司辽河油田分公司技术发展处,辽 宁盘锦　124010) 摘　要:研究了注蒸汽开采稠油中的水热裂反应及稠油的降粘机理,高温下水性质的变化为稠油的水热裂解反应创 造了条件;催化剂中的金属离子与水分子的络合,生成的络离子对稠油中杂原子S的进攻,稠油分子中C—S健的断裂, 使稠油的分子变小;油层矿物在高温蒸汽的作用下生成了结构类似于无定形催化剂的物质,有利于稠油的水热裂解;水 热裂解反应过程中产生了H2,它在催化剂的作用下可实现井下就地加氢;水热裂解中的饱和烃、芳香烃含量的增加及胶 质、沥青质含量的降低,为稠油粘度的降低提供了条件;稠油及沥青质相对分子质量的降低、杂原子含量的降低,从而降 低了稠油分子间的作用力,导致稠油粘度的进一步降低. 关　键　词:稠油,水热裂解;粘度;降粘机理;催化作用 中图分类号:TE624.4;TE345 文献标识码:A 文章编号:1000-1891(2002)03-0095-04 0　引言 在稠油注蒸汽开采过程中,稠油的组成发生了明显的变化,主要表现在其饱和烃、芳香烃含量增加,胶质、沥青质含量降低,稠油的平均相对分子质量减小,从而导致稠油的粘度下降[1,2].催化剂的加入,使这种变化更加明显[3～5].为了实现稠油的井下催化降粘开采,笔者详细探讨了稠油在高温蒸汽及催化剂存在下的反应及降粘机理. 1　高温下水的物理化学性质变化 大量研究表明,在高温下,水的化学性质也较活泼,为与非极性化合物的反应提供了一个明显有利的环境.如在300℃时,水的密度和极性与常温下丙酮的性质十分相似.水的介电常数随着温度的升高急剧下降,从20℃时的80下降到300℃时的20,这就意味着:随着温度的升高,水溶解有机化合物的能力增强.在240℃时,水的离子积常数为11,而在20℃时为14.这表明,随着温度的升高,水具有了强酸和强碱的性质,随温度升高,除反应速度自然增加外,水的酸碱催化作用也随之增强. 2　金属离子的催化作用 根据化学键理论可知,在C—O(键能360k JΠm ol),C—S(键能272k JΠm ol)和S—H键(键能368k JΠm ol)三者中,C—S键能最小.同时,S的电负性大于C,故在有机硫化合物中,S带负电而C带正电,所以与催化剂结合的水分子中的H+进攻S,而OH-进攻C,使电子云发生偏移,造成了C—S键能的进一步降低.因此,在水热裂解过程中,会导致稠油中有机硫化物C—S键的断裂,从而使沥青质的含量降低、稠油的相对分子质量减小,当然也就导致稠油粘度的降低.在水热裂解中生成的硫醇会进一步二次水解,释放出H2S.产物中的烯醇会变为醛,而醛很容易分解,在催化剂作用下生成的C O与水会进行水煤气转换反应(WG SR).这样便可在所处的温度下高效地产生氢气,使得加氢脱硫反应得以顺利进行[6].因此,在蒸汽吞吐时(200℃以上),由于水热裂解反应,稠油中的沥青质就得到部分的改质,致使产出的稠油的相对分 收稿日期:2002-04-22;审稿人:贾振岐 基金项目:黑龙江省自然科学基金资助项目(Q00C035) 作者简介:刘永建(1955-),男,教授,博士生导师,主要从事采油采气化学理论与工程方面的研究.

辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向

辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向　 　 　 齐建华＊ 张春光　 辽宁辽河石油工程有限公司　 　 齐建华等．　辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向．　石油规划设计，２００２，１３（６）：５４～５７　 　 　 摘 要 由于辽河油田稠油品种繁多，物性较差，相对集输处理的难度较大。辽河油田以降低稠油粘度来解决稠油集输问题，通常采用的方法有：加热降粘、掺轻质油或掺稀油稀释、掺活性水以及乳化降粘等。稠油脱水工艺流程主要采用两段热化学沉降脱水工艺流程；热化学沉降加电化学脱水两段脱水工艺流程；一段热化学静止沉降脱水流程。主要运用的稠油处理设备有卧式三相分离器、电脱水器、加热炉、泵等。　 主题词 稠油 物理性质 集输 加热 脱水 降粘 工艺流程 设备　 　 稠油分类　 辽河油田是我国第三大油田，年产原油约１　４００万ｔ，其中稠油产量约为９００万ｔ，占辽河油田原油总产量的６５％。辽河油田稠油资源主要分布在高升油田、曙光油田、欢喜岭油田、兴隆台油田以及冷家油田等地区。辽河油田稠油物性差异较大，根据辽河油田目前稠油的生产情况，稠油可分为普通稠油、特稠油和超稠油３类。　 １ 普通稠油　 普通稠油粘度大部分在２００～５　０００　ｍＰａ?ｓ之间，这部分稠油约占稠油总产量的７０％。　 ２ 特稠油　 特稠油粘度大部分在５　０００～５０　０００　ｍＰａ?ｓ之间，生产难度较大，这部分稠油约占稠油总产量的１５％。　 ３ 超稠油　 超稠油粘度大部分在５×１０４～２０×１０４　ｍＰａ?ｓ，这类稠油是近几年才开始规模开采的。这部分稠油约占稠油总产量的１５％。辽河油田超稠油的储量较大，埋深较浅，约在７００～８００　ｍ之间。　 表1 辽河油田稠油的一般性质　 项 目　２０℃的密度（ｇ／ｃｍ３）　粘度５０℃（ｍＰａ?ｓ）　凝点（℃）　含蜡量（％）　沥青质＋胶质（％）　杜３２块　１．００１９　５８１９１～１６８７００　３０　４．０７　４１．９９　 冷家油田　０．９７９　１０５３８～５４８００　１８　９．８　１１．２　 小洼油田　０．９５０～１．０１９　８１３～６８５３　３～２４　１．５～４　２７～４０　 　 目前，辽河油田已建成的稠油集中处理站有特油公司杜８４块１＃集中处理站、特油公司杜３２块２＃集中处理站、冷一稠油集中处理站、曙光油田曙五联合站、兴隆台油田海一联合站、兴隆台油田洼一联合站、锦州油田锦一联合站等。　 ＊ 齐建华，男，１９６６生，高级工程师，１９８８年毕业于石油大学（华东）石油储运专业。现在辽宁辽河石油工程有限公司从事油气储运专业设计。通信地址：辽宁省盘锦市辽宁辽河石油工程有限公司，１２４０１０

稠油开采技术进展

2010年第1期 总第181期 26 王学忠 （中国石化股份有限公司胜利油田分公司新疆勘探开发中心，山东东营 257000） 稠油开采技术进展 摘 要：分析了制约稠油开采的主要问题，综述了稠油开采的主要技术，建议开展地下稠油 变稀油技术攻关， 将稠油开采难题转化为稀油开采问题，大幅提高稠油产能和最终采收率。 关键词：稠油开采 冷采 注水采油 热采 水热裂解 收稿日期：2009-09-22。 作者简介：王学忠，高级工程师，1993年毕业于石油大学（华东）油藏工程专业，2006年获中国石油大学（华东）油气田开发专业硕士学位，长期从事油田开发研究。 如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右[1]。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。1 制约稠油开发的主要问题 特稠油油藏温度下脱气油粘度为10 000～50 000 mPa·s， 超稠油(天然沥青) 油藏温度下脱气油粘度一般大于50 000 mPa·s。稠油的特点一是胶质和沥青质含量高，如单家寺油田单6块稠油族组分中沥青质占11%，塔河油田稠油族组分中沥青质含量高达23%；二是粘温关系敏感， 如陈375井脱水脱气油40℃对应粘度133 300 mPa·s，80℃对应粘度2 646 mPa·s，100℃对应粘度754 mPa·s。特稠油因含有胶质、沥青质、石蜡等高分子化合物，易形成空间网状结构，具有非牛顿流体的性质，其结构随剪切应力的增大而破坏，且破坏程度与流动速度有关[2] ，即当原油流速慢时结构破坏小，粘度相对较大；流速快时则破坏大，粘度相对较小。共用同一渠道的多相流体在流动时会相互干扰，流度比越大，干扰越严重，低流度的水相更易侵入油相，使 油相变为孤立的油滴，油滴一旦被滞留下来，要起动它必须克服更大的附加毛管阻力。 特超稠油油藏开发难点在于：注汽压力高于18 MPa，常规锅炉不适应；吸汽能力差，小于1 t/（MPa·h）；加热动用半径小于50 m；转变为牛顿流体温度高（高于100℃）。对于远离油田基地的中小规模特稠油油藏，或许其面临的主要开发瓶颈不是来自钻井技术、热采技术或冷采技术，而是来自地面集输技术，如地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺[3-4]。 胜利稠油的粘温关系曲线特点是，稠油的粘度对温度敏感性强，在低温范围内随温度增加稠油粘度急剧下降，普通稠油在温度50～80℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半，特超稠油在温度70～100℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半。普通稠油在温度大于80℃和特超稠油在温度大于100℃后，随温度增加，稠油粘度下降缓慢[5]。 2 稠油开采的主要技术 目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠

辽河油田领跑世界稠油开采技术

辽河油田领跑世界稠油开采技术 5月2日讯“五一”前夕，辽河油田钻采工艺研究院一些工程技术人员一点没有将要过节的意思，他们紧张地做着即将远赴加拿大的各种准备。辽河油田工程技术部主任曲同慈告诉记者，根据中石油辽河油田公司与加拿大一家石油公司签署的备忘录，辽河油田将派专家赴加拿大负责稠油技术的实施与跟踪服务。据介绍，辽河油田稠油开采技术居世界先进水平，现已为哈萨克斯坦、委内瑞拉、加拿大等7个国家提供了技术支持。 稠油油藏具有埋藏深、压力高、黏度大等特点，被称为“不能流动的石油”。辽河油田曾是我国第三大油田，该油田稠油占全部储量的2/3.因此，对稠油开采已经进行了多年的研究和实践，积累了非常丰富的经验。由于近年石油产量呈递减之势，为了油田的可持续发展，辽河油田在本世纪初瞄准稠油和超稠油开采这块难啃的硬骨头，坚持把科技进步与创新作为加快发展的重要支撑，全力展开自主创新、集成配套和成果转化，以抢占未来发展的制高点和主动权。 该油田引进国外技术，并根据自身油藏特点对稠油开采工艺进行消化、吸收和大胆再创新。经过10余年的技术攻关，目前辽河油田已经形成蒸汽辅助重力泄油（英文简称SAGD）和蒸汽驱两大核心技术工艺，仅SAGD技术就形成原创技术27项、授权发明专利7项、实用新型专利56项。这两项核心技术辅之以水平井等相关配套技术，可将中深层稠油采收率从25%提高到60%. “世界稠油开采看中国，中国稠油开采看辽河”，随着国际上易开采的稀油资源逐渐得到开发而减少，很多国家余下的石油储量多是稠油或超稠油。因为开采难度大，开采技术复杂，因此，很多国家将目光瞄向了中国。 凭借着世界领先的稠油开采技术，中石油已在南美、北美、北非、中亚等富含稠油资源的国家获得了相应的市场份额。辽河油田是中石油旗下油气田企业中第一个拥有境外承包工程经营资格的企业，并在境外注册了3家公司为跨国企业提供稠油开采技术服务。在已经建成的“海外大庆”中，辽河油田的稠油开发技术起到了不可替代的重要作用。

超稠油开采技术国内外研究进展

超稠油开采技术国内外研究进展 文章针对国内超稠油开采的实际情况，对国内外超稠油开采技术展开了研讨，分析了蒸汽-氮气辅助重力泄油技术、井筒隔热技术、重力辅助火烧油层技术的特点并对不同超稠油开采技术进行了比较，希望能够从技术的角度上提高超稠油开采的效率，降低超稠油开采的成本，并对石油事业和社会发展起到物质支持与技术保障的作用。 标签：超稠油；SAGD：SAGP；井筒隔热；COSH；蒸汽吞吐添加剂开采技术 1 超稠油开采技术 随着国内常规油气可动用储量日益减少，超稠油作为一种非常规油气资源，其地位日益重要。如何有效开采超稠油，使其成为可动用储量是石油工业一直面临的问题。超稠油粘度虽然很高，一般粘度大于50000mPa·s，但其对温度极为敏感，每增加10℃，粘度就会降低一半。因此对超稠油储层加热成为超稠油开采的一般手段，但是超稠油开采技术涉及内容广泛，文章将对目前超稠油开采技术的现状进行阐述，同时根据国内外的经验及最新研究成果提出今后超稠油开采技术的发展趋势[1]。 1.1 蒸汽-氮气辅助重力泄油技术（SAGP） 该技术就是在SAGD过程中将非凝析气体（如氮气）随蒸汽一起注入油藏，气体聚集在蒸汽腔室的上部，起到降低蒸汽分压的作用，这样，可以使同一油层压力下的蒸汽室得到进一步的扩展；同时由于氮气的导热系数小，所以减少了向上覆岩层的热损失。由于该技术使所需的蒸汽量减少，因而节约了费用，提高了蒸汽的热利用率。 Jiang Qi，Bulter等人[2]进行了二维比例模型实验研究，结果表明：与SAGD 技术相比，SAGP实验的采油速度略有下降，但油汽比（OSR）要高得多；同时发现，SAGP技术所需的非凝析气量很少，通常为注入蒸汽体积的1.0%～2.0%；并且在产出相同油量的情况下，SAGP的蒸汽注入量比SAGD减少约1/4。所以，应用该项技术可以更经济地开采重油和沥青，并扩大经济开采油藏的范围。 1.2 井筒隔热技术 新型真空高效隔热管柱千米蒸汽干度损失控制在10%以内，提高井底干度，同时为特超稠油动用提供了高效注汽技术保证。 某油田的超稠油生产井主要采用井筒隔热管柱、氮气隔热技术、注采一体保温管等技术[3]，有效地减少了井筒热损失，提高了井底注汽干度，从而进一步降低了原油生产成本。

辽河油田稠油水平井钻井技术及发展方向

辽河油田稠油水平井钻井技术及发展方向 【摘要】水平井钻井技术起源于上个世纪的三十年代，为了提高单井产量和原油采收率，降低开发生产成本，水平井技术更加广泛的用于开发各种油气藏，并先后取得了显著的经济效果，应用规模迅速扩大，全球每年钻各类水平井在2000口以上。在国内油田也广泛应用水平井技术开发各种油气藏，并都见到较好的效果，取得较好的经济效益。辽河油田将油藏地质研究和钻完井技术、采油作业技术有机的结合起来，使该项技术具有综合配套性和广泛适用性。 【关键词】辽河油田；水平井；钻井技术；发展方向 文章编号：ISSN1006―656X（2014）03-0147-01 一、前言 21世纪以来，伴随着世界经济发展，对石油天然气能源需求的增长和勘探开发投资加大，作为油气勘探开发主要手段的钻井，其工作量和技术发展突飞猛进。新的钻井理念、工艺技术和新的工具设备为石油天然气工业带来了前所未有的辉煌。综观全球，钻井技术的发展呈现出新的特点，新工艺、新工具的技术含量有了极大的提高，并在多学科交叉的影响下向多样化发展，这种进步既体现在钻井技术本身，又体现在井身结构、下部钻具、测量工具的尺寸和功能上，

从而增强了钻井技术在不同环境、不同条件下的适应能力。利用钻井手段和方法提高油气采收率，将会在21世纪成为世界各石油公司的共识而得到普遍关注和重视。钻井总的趋势是朝着实时化、信息可视化、自动化、智能化、集成化和低成本发展。对世界144家主要油公司调查显示，2006年世界钻井井型呈现多样化，但仍以直井为主，水平井次之；其中32%的井出现了异常复杂情况。在技术上，2006年世界主要油公司采用了多种钻井、完井新技术，提高了勘探开发效益。近年来国外石油钻机能力不断增加，自动化配套进一步完善。钻机主要发展动向有：集成应用高性能的机电液一体化技术；大量增加自动化工具，减轻劳动强度，提高生产率；提高钻机移运性，降低搬家安装费用；大量采用智能信息技术，提高钻机的智能化水平；更加注重健康、安全和环保。水平井技术日趋成熟得到了规模应用。井眼轨迹控制向跟踪油层的地质靶区转变；实现0.5m以下薄油层有效动用；油层钻遇率和地质效果得到极大提高。目前水平井钻井成本是直井的1.2～2倍，水平井产量是直井的3～8倍。 二、辽河油田水平井技术现状 我国主要是在“八五”和“九五”期间开始水平井、侧钻水平井技术的研究与攻关，在此期间，辽河油田形成了符合油田实际的加快钻井速度的特色技术，钻井综合配套技术在深井、大位移井、水平井、丛式井、分支井、储气库井、

稠油开采技术与发展前景

稠油开采技术与发展前景 摘要： 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。 关键词： 稠油，热采，油储量，蒸汽吞吐，试验。 序言 目前，制约国内油田持续稳定发展的主要因素有两个，一个是大多数油田已进入开发后期，老油田平均综合含水达90%以上，自然递减率达到20%，综合递减率达11%，原油产量递减加快；另一个是后备储量接替严重不足，已探明储量的丰度和品位明显下降，且大部分为稠油、出砂严重的难动用区块，按常规开采工艺开发其经济效益很差或根本无效。为稳定国内油田原油产量，除继续加大勘探力度外，借鉴国外先进超稠油油藏的开发经验，探索经济有效的开发方式和钻采新工艺及相关配套措施，提高超稠油开

发项目的经济效益，是国内油田目前乃至今后一段时间的紧迫任务。 一目前世界及国内稠油的开采情况 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。提高采收率的方法，如蒸汽吞吐、SAGD、冷采和水平井技术提高了开发效果。随着稠油开采技术的发展和油藏管理技术的改进稠油的开采成本在持续降低。目前国际市场的高油价提供了加速稠油开采和利用。 由于稠油的黏度高，难流动，故不能用常规的方法开采，但稠油的黏度对温度十分敏感，只要温度升高到8℃-10℃时，其黏度就降低1倍，故以高压饱和蒸汽注入油层，先吞后吐进行热采，就能达到良好效果，其采收率可达到40%-60%的水平。 我国上世纪80年代就着眼对稠油的研究和开发，按稠油油藏的特点，其开采方式也各有所异，但总是沿着降黏和使分子变小、变轻的方向发展努力着。目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。其中，胜利油田采用热采、注蒸汽、电加温、化学降黏（注聚合物驱）等技术；辽河油田的中深层热采稠油技术；大港油田的化学辅助吞吐技术；新疆油田的浅层稠油面积驱技术；河南油田的稠油热采技术等，均处于国内领先水平。尤其是河南油田原油的黏度特高（普通稠油为10000mPa?s，特稠油为10000-50000mPa?s超稠油为50000mPa?s以上），热采需要的参数很大，需要注气压力7.5MPa，注气速度为100t/d，蒸汽干度为75%，蒸汽温

稠油开采技术现状分析和前景

稠油开采技术现状分析和前景 2014-12-02 15:22:00 1 稠油开采冷采注水采油热采水热裂解 文|王学忠 中国石化股份有限公司胜利油田分公司新疆勘探开发中心 如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。 1\制约稠油开发的主要问题 特稠油油藏温度下脱气油粘度为10000～500130mPa·s，超稠油（天然沥青）油藏温度下脱气油粘度一般大于50000mPa·s。 稠油的特点一是胶质和沥青质含量高，如单家寺油田单6块稠油族组分中沥青质占11%，塔河油田稠油族组分中沥青质含量高达23%；二是粘温关系敏感，如陈375井脱水脱气油40%对应粘度133300mPa·s，80℃对应粘度2646mpa·s，100℃对应粘度754mpa·s。 特稠油因含有胶质、沥青质、石蜡等高分子化合物，易形成空间网状结构，具有非牛顿流体的性质，其结构随剪切应力的增大而破坏，且破坏程度与流动速度有关，即当原油流速慢时结构破坏小，粘度相对较大；流速快时则破坏大，粘度相对较小。共用同一渠道的多相流体在流动时会相互干扰，流度比越大，干扰越严重，低流度的水相更易侵入油相，使油相变为孤立的油滴，油滴一旦被滞留下来，要起动它必须克服更大的附加毛管阻力。 特超稠油油藏开发难点在于：注汽压力高于18MPa，常规锅炉不适应；吸汽能力差，小于1t/（MPa·h）；加热动用半径小于50m；转变为牛顿流体温度高（高于100℃）。对于远离油田基地的中小规模特稠油油藏，或许其面临的主要开发瓶颈不是来自钻井技术、热采技术或冷采技术，而是来自地面集输技术，如地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺。 胜利稠油的粘温关系曲线特点是，稠油的粘度对温度敏感性强，在低温范围内随温度增加稠油粘度急剧下降，普通稠油在温度50—800C范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半，特超稠油在温度70～100℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半。普通稠油在温度大于80cC和特超稠油在温度大于100℃后，随温度增加，稠油粘度下降缓慢。 2\稠油开采的主要技术 目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差，主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水+化学吞吐、携砂冷采，等等。 2.1热采技术 注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性，高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽（热水）动力驱油作用、溶解气驱作用。关于稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用，原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。